Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.

С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи.

С точки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.

При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырех лет.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.

Таким образом, в каждый период применяется своя система разработки газовой залежи. В технологическом значении этого понятиясистема разработки- это комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа конденсата и воды в пласте.

Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технические мероприятий:

определенного размещения рассчитанной числа эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности;

установления технологического режима эксплуатации скважин;

рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию;

поддержания баланса пластовой энергии.

 

8. В чем заключается технология ГРП? Технология ГРП включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу

 

8 9 9 9

Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.

Конструкция газовой скв. определяется: числом, длиной и диаметром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкци­ей забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструк­цией и типом колонной головки. Выбор конструкции скв.производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебитов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пласто­вого газа. К газовым скв. предъявляются повышенные требования к герметичности, к прочности колонн. Конструкция газовой скв. должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвида­цию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием за­боя. Диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах, они определяются пропускной способностью. Для контроля герме­тичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны спрессовываться при повышенных на 20 % давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой. Обсадные колонны: направление, кондуктор, техническая колонна, эксплуатационная колонна. Оборудование газовых скв.: наземное-представляет собой фонтанную арматуру, устанавливаемую на устье (колонная головка, трубная головка, фонтанная елка), подземное- включает оборудование забоя и ствола скважины (пакер, НКТ, нипель, клапаны циркуляционный, ингибиторный, срезной, уравнительный, аварийный, клапан-отсекатель, переходник, замок, разъединитель колонны НКТ, хвостовик).

В практике используют фонтанные арматуры, рассчитанные на рабочее давление 7, 5; 12, 5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. По кон­струкции они подразделяются на тройниковые и крестовые.

Оборудование забоя 1-открытый забой, 2-перфорированный, 3-пакер, 4-фильтр, 5-хвостовик, 6-фильтр

Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

1.Газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;

2.Качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;

3.Товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того, чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа - содержание в нем кислорода. Значение этого показателя - не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (табл. 2.9).

Таблица 2.9

Нормы ГОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

В ГОСТ 51.40-93 введен новый показатель, ограничивающий содержание меркаптановой серы в товарном газе, не более 36 мг/м3.

В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе

⇐ Предыдущая891011121314151617Следующая ⇒

Поделиться: